К оглавлению

УДК 553.982.2.061.15

Физические модели глинистых пород-экранов залежей УВ

В.М. ДОБРЫНИН (МИНГ)

Настоящая работа посвящена построению и описанию физических моделей однородных глинистых пород-экранов залежей нефти и газа. Эти модели раскрывают влияние фундаментальных природных явлений на экранирующие свойства пород при изменении условий их залегания. Для сохранения залежи нефти или газа в течение геологического времени необходимо, чтобы избыточные давления, образующиеся за счет разности плотностей УВ и пластовой воды в кровле залежи, уравновешивались капиллярными силами в породе-экране и коллекторе. Это статическое условие равновесия можно записать в следующем виде:

где- разность давлений, обусловленная различием плотности УВ и пластовой воды (избыточное давление) в коллекторе и способствующая всплыванию залежи;- разность давлений в коллекторе, необходимая для преодоления предельного статического напряжения сдвига нефти при наличии неньютоновских свойств у последней;  - разность давлений по обе стороны поверхности раздела двух фаз (капиллярное давление) на границе залежь - водонасыщенная покрышка;  - разность давлений в покрышке, необходимая для преодоления предельного статического напряжения сдвига связанной воды в тонких порах при наличии неньютоновских свойств у последней;- превышение аномально высокого или низкого порового давления над гидростатическим давлением поровой воды в покрышке.

Будем считать, что: 1) минералы, слагающие породу-экран и коллектор, гидрофильны, 2) порода-экран однородна и полностью насыщена пластовой водой, 3) поры породы-экрана щелевидные, причем раскрытие щели существенно меньше ее длины; коллектор однороден, его поры имеют цилиндрическую форму.

В целях экономии опустим выводы формул для каждого слагаемого в уравнении (1), тем более что большинство из них известны из физики (Л.Д. Ландау, Е.М. Лившиц, 1954 г.). Тогда уравнение (1) с учетом физических характеристик твердой, жидкой и газообразной фаз будет следующим:

Откуда найдем высоту залежи, которую способна удержать такая «обобщенная» модель покрышки, толщиной

где g - ускорение силы тяжести,  - плотность соответственно пластовой воды и УВ;- предельные статические напряжения сдвига в капиллярах соответственно для воды и нефти; dcp - средний диаметр поровых каналов в коллекторе;- поверхностное натяжение на границе двух фаз;  - раскрытие наиболее крупных щелевых капилляров покрышки;- угол смачивания; - термодинамический градиент давления (ТДГ) поровых вод [4].

Однако в природе маловероятно встретить глинистую породу, находящуюся в условиях, когда на экранирующие свойства оказывали бы воздействие одновременно все перечисленные выше факторы. Все будет зависеть от конкретных термобарических и других условий залегания породы-экрана. Кроме того, требования к породе-экрану для сохранения залежей УВ зависят от свойств самих УВ. Например, для сохранения залежей газа или маловязкой нефти, добываемой традиционным способом, они существенно выше, чем для вязких высокопарафинистых нефтей и битумов.

Рассмотрим условия сохранения залежей природного газа и маловязкой нефти. По данным [3], у маловязких нефтей, добываемых из многих месторождений традиционным способом, предельное статическое напряжение сдвига в порах породы-коллектора (диаметр пор d_ср>20*10^{-6 м) не обнаружено. Возможно, оно весьма мало и находится за пределами чувствительности использованных лабораторных установок. Если принять эту точку зрения, то для условия  уравнение (3) примет следующий вид:}

Однако даже в этом случае для разных условий залегания породы капиллярные явления проявляются по-разному и можно выделить, по крайней мере, два физических типа глинистых пород-экранов.

I тип экрана - молодые пластичные глинистые породы. Отсутствуют аномальные поровые давления, пластовая температура Т<70 °С. В природных условиях в кровле залежей УВ всегда наблюдается избыточное пластовое давление, которое можно рассматривать как аномально высокое. Оно достигает наибольшей величины в залежах с большим этажом газоносности. Даже при этаже газоносности около 500 м коэффициент аномальности Ка не превышает 1,2-1,3. Действие избыточного давления оказывает наибольшее влияние на часть покрышки, примыкающей к коллекторам в сводовой части структуры. В порах покрышки появляются также аномально высокие поровые давления. В рассматриваемой модели породы-экрана мы пренебрежем их влиянием (Ка = 1), чтобы не усложнять расчетов. На практике при прогнозировании крупных газовых месторождений часть толщины покрышки с предполагаемым аномально высоким давлением можно исключить из общей толщины покрышки.

Для рассматриваемой модели нужно принять, и тогда уравнение (4) примет вид:

Значение коэффициента поверхностного натяжения уменьшается с температурой по уравнению:

где для воды- температурный коэффициент, Т, То - текущая и начальная температуры среды. Для тонких капилляров (< 10^{-7 м) эффект частичного смачивания достигается в результате образования слоя физически связанной воды на его поверхности. Для щелевого капилляра, в котором длина значительно превышает ширину, характерно выражение:}

где- толщина слоя связанной воды. Для глинистых пород-экранов, обладающих лучшими экранирующими свойствами (группа А, по А.А. Ханину, 1969 г.), при наибольшем раскрытии щели ( =10^{-8 м и =0,5*10-8 м) согласно уравнению (6). Тогда уравнение (5) для такого «идеального» экрана примет вид:}

В результате экспериментальных исследований на спиртобензольных эмульсиях [1] в слоях воды толщиной 10^{-7 м обнаружены следы сдвиговой прочности, характеризуемой при 5 °С предельным статическим напряжением сдвига}

С повышением температуры в связи с тепловым «размыванием» слоя связанной воды  уменьшается. Достоверных данных о влиянии температуры нет. Косвенные эксперименты [5] показывают, что при Т=65...70 °С вязкость воды в микрокапиллярах (d_cp =10^-7...10^{-8 м) мало отличается от объемной. Если принять в первом приближении, что  уменьшается с увеличением температуры по линейному закону от начального значения 5*10-10} МПа при Т₀=5°С, а при максимальной температуре Т_мах=70 °С , получим:

Эта формула в последующем требует экспериментального уточнения.

Если учесть зависимость от температуры, можно записать:

Результаты расчета по формуле (8) для газовых (=1,05*10³ и =0,16* 10³ кг/м³) и нефтяных (= 1,05 * 10³ и= 0,82 * 10³ кг/м³) залежей при Т = 40 и 60 °С приведены в таблице и на рис. 1 (см. прямые с параметром= 1*10^{-8 м).}

Это наиболее надежные глинистые породы-экраны для залежей подвижных УВ. Выше их других залежей не должно быть. Экранирующая способность этих пород существенно возрастает с уменьшением температуры. Вероятно, данное обстоятельство служит одной из причин приуроченности залежей наиболее крупных месторождений газа к верхним частям разреза (Газлинское, Уренгойское, Медвежье), где температура не превышает 40-50 °С и слой связанной воды в порах экранов сохраняет свои реологические свойства. Теоретические кривые хорошо согласуются с фактическими результатами наблюдений. Многие авторы отмечают линейный характер зависимости между высотой газовых залежей и толщиной покрышек. Так, Т.И. Евдокимова (1967 г.) изучила подобную зависимость (см. рис. 1) для месторождения Газли (, Т=40 °С) и ряда газовых месторождений Сахалина ( , Т=60°С).

В.П. Строганов (1966 г.) для группы газовых месторождений Бухаро-Хивинской области нашел зависимость, описываемую уравнением .

Обобщение, выполненное А.А. Плотниковым (1968 г.) по 101 газовой и 25 нефтяным залежам Саратовского Поволжья и Бухаро-Хивинской области, позволило ему высказать соображения о примерных соотношениях высоты залежи и толщины лучших глинистых покрышек: для газовых залежей 4:1, для нефтяных - 7:1. Как видно из таблицы, эти соотношения увязываются с теоретическими кривыми, полученными для наиболее надежных («идеальных») глинистых покрышек.

Помимо зависимостей, полученных для «идеальных» покрышек группы А (по А.А. Ханину, 1969 г.), на рис. 1 изображены более сложные, рассчитанные по уравнению (5) для покрышек с более низкими экранирующими свойствами (группы В, С и Д). Это покрышки с большим раскрытием максимальных пор. На формирование экранирующих свойств этих покрышек оказывают влияние не только неньютоновские силы, но и силы поверхностного натяжения. Причем чем больше размер максимальных пор в породе-экране, тем всё большую роль играют силы поверхностного натяжения и меньшую - неньютоновские силы. Прямые располагаются ниже и уменьшают свой наклон. Для пород-экранов группы Д прямые становятся практически параллельны оси абсцисс.

Для покрышек этих групп, обладающих пониженной экранирующей способностью, наблюдаются очень слабые зависимости между толщиной покрышки и высотой залежи УВ, поскольку лишь небольшие силы поверхностного натяжения на границе раздела фаз в относительно крупных капиллярах сопротивляются всплыванию залежи.

На рис. 2 сопоставлены фактические толщины покрышек и высоты залежей газа и нефти (Г.П. Сверчков, 1967 г.). По нашим оценкам, средняя температура покрышек газовых залежей около 40, а нефтяных 60 °С.

Поле экспериментальных точек, изображенных на рис. 2, a, можно разбить на три области: А₂, Б и A_l. Нижней границей области А₂ служит теоретическая прямая , вычисленная ранее для «идеальной» покрышки группы А с небольшим раскрытием щелевого капилляра =1*10^{-8 м. Отсутствие экспериментальных точек в области А}₂ свидетельствует о том, что в природе при данной температуре не существует глинистых экранов лучше, чем экраны группы А. Область Б соответствует наиболее надежным покрышкам, а нижняя область А₁ наименее надежным. Для нефтяных залежей (рис. 2, б) собрано меньше экспериментальных данных. Однако общие черты описанной закономерности сохраняются и здесь.

В соответствии с теоретическими кривыми рис. 1 область ненадежных покрышек находится вблизи оси абсцисс каждого графика. Здесь раскрытие наиболее крупных щелевидных пор таково, что роль неньютоновских сил в капиллярах резко уменьшается и экранирующая способность определяется слабыми силами поверхностного натяжения на границе двух фаз в крупных капиллярах (покрышка группы Д).

В ряде случаев в эту область могут попасть залежи, высота которых лимитируется ловушкой [2].

II тип экрана - молодые пластичные глинистые породы с аномально высоким поровым давлением и температурой Т> 70 °С. При температурах Т> 70 °С поровая вода теряет неньютоновские свойства  и уравнение (4) приобретает вид:

В этих термодинамических условиях на экранирующие свойства покрышек влияют поверхностное натяжение на границе двух фаз и ТДГ порового давления. Если силы поверхностного натяжения всегда препятствуют «всплыванию» УВ, то роль ТДГ может меняться в зависимости от конкретной обстановки. При среднем пластовом давлении в залежи, большем среднего порового в покрышке , фильтрация флюидов в покрышке направлена вверх [знак «минус» перед градиентом в уравнении (9)], разность давления, создаваемая градиентом, вычитается из избыточного давления в залежи и, следовательно, экранирующие свойства покрышки уменьшаются (рис. 3). Это явление наблюдается в верхней части зоны АВПД.

Если , фильтрация направлена вниз, в сторону залежи, это нисходящая фильтрация, которая усиливает экранирующие свойства покрышки. Такое явление наблюдается в нижней части зоны АВПД (см. рис. 3). И в том и в другом случаях вариация экранирующих свойств будет зависеть от толщины покрышки, в которой наблюдается аномальное изменение порового давления.

Все сказанное иллюстрирует рис. 4, а и б, где изображены теоретические зависимости, полученные с помощью уравнения (9), в которых не учтено возможное изменение экранирующих свойств покрышки от ее толщины. Как правило, с уменьшением толщины глинистого прослоя возрастают его песчанистость и размер наибольших пор, поэтому зависимости вблизи начальной точки показаны пунктиром; дальнейшее их положение следует уточнить по экспериментальным данным.

На рис. 5 изображены изменения свойств глинистых пород олигоцена с глубиной в скв. 565 Новодмитриевской площади в Азово-Кубанской НГО.

Гидростатический (гс) градиент давления поровых вод =10*10^-3 МПа/м, а наблюдаемый по геофизическим данным =14*10^-3 МПа/м. Следовательно ТДГ равен 4* 10^-3 МПа/м. Глинистые породы-экраны в этой скважине, по нашим оценкам, относятся к группе В.

При толщине покрышки с АВПоД  м отмеченный положительный ТДГ порового давления, как следует из рис. 4, сведет на нет экранирующие свойства этой, в принципе надежной покрышки для любой нефтяной и тем более газовой залежи. Другими словами, в верхней части зоны АВПоД имеются неблагоприятные условия для сохранения залежей УВ. Причем чем больше аномальность давления, тем хуже экранирующие свойства покрышки. Выше зоны АВПоД опять появляются благоприятные условия (снижение температуры, отсутствие ТДГ) для сохранения залежей УВ, имеются они и в нижней части зоны АВПоД.

Эти выводы подтверждаются и на других площадях Западно-Кубанской впадины. Здесь, в средней ее части, где распространены высокие аномальные давления, крупные скопления УВ отсутствуют. В прибортовых частях впадины, характеризуемых нормальным гидростатическим давлением, появляются значительные образования нефти и даже газа.

Интересные наблюдения опубликовали Д. Тимко и У. Фертл (1971 г.). Они сообщают, что по ряду нефтегазоносных областей США, сложенных терригенными породами, промышленные скопления УВ обнаружены в пластах, где средний градиент пластового давления <20*10^-3 МПа/м. Наличие промышленных запасов УВ в залежах со сверхвысокими аномальными давлениями является скорее исключением, чем правилом. С уменьшением аномальности пластовых давлений увеличиваются число и объем промышленных залежей УВ. Однако авторы не связывали это наблюдение с ухудшением свойств покрышек, имеющих аномально высокие поровые давления.

Выводы

В настоящей работе предложены физические модели глинистых пород-экранов, позволяющие количественно учесть влияние на экранирующую способность таких явлений, как поверхностное натяжение на границе раздела коллектор - покрышка, изменение свойств воды и нефти в тонких капиллярах, ТДГ поровых вод, температура пород и др. Использование физических моделей дает возможность установить количественные зависимости между толщиной покрышки и этажом нефтегазоносности для различных термобарических условий залегания пород.

Анализ полученных зависимостей показывает, что помимо фильтрационных свойств покрышек, обусловленных присутствием пор максимальных размеров, большое влияние на экранирующую способность оказывают температура среды, наличие в них аномальных давлений поровых вод и толщина покрышки. Влияние последнего фактора наиболее существенно в покрышках с весьма высокими экранирующими свойствами (малый диаметр пор) при пониженных температурах в разрезе.

В покрышках с пониженными и низкими экранирующими свойствами высота этажа продуктивности, как правило, слабо зависит от толщины покрышки. Это признак ненадежных покрышек. Наличие аномально высоких поровых давлений в покрышках может существенно снизить их экранирующую способность. С увеличением температуры экранирующая способность глинистых покрышек также резко ухудшается. Эти факторы понижают перспективы нахождения крупных газовых залежей с глинистыми покрышками на больших глубинах в геосинклинальных областях. Полученные количественные зависимости позволяют иначе взглянуть на роль глинистых пород-экранов в различных частях НГБ и будут весьма полезны при прогнозировании и поисках месторождений нефти и газа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бондаренко Н.Ф., Нерпин С.В. Соотношение между сдвиговой прочностью жидкостей в объеме и граничных слоях // В кн.: Поверхностные силы в тонких пленках и дисперсных системах. - М.- 1972.- С. 281-289.

2. Габриэлянц Г.А. О зависимости высоты газовых залежей от мощности глинистых покрышек на месторождениях Каракумов // ДАН АН СССР.-1970.-Т. 191.-№ 1.-С. 164-165.

3. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кобиров М. М. Аномальные нефти. - М.: Недра.- 1972.

4. Добрынин В.М., Кузнецов О.Л. Термодинамический градиент давления поровых вод и его роль в земной коре. - Препринт.- М.,- ВНИИгеоинформсистем.- 1988.

5. Чураев Н.В. Исследование свойств тонких слоев жидкостей // В кн.: Связанная вода в дисперсных системах. - М. - 1974. - Вып. 3. -С. 84-95.

Таблица Вид зависимостей  для наиболее надежных глинистых пород-экранов газовых и нефтяных залежей

Т, ºС	Тип залежи	Вид уравнения
40	Газовая
	Нефтяная
60	Газовая
	Нефтяная

Рис. 1. Зависимость между толщиной глинистой покрышки  и высотой газовой залежи  для  молодых глинистых пород.

Месторождения: 1 - Газли, 2 - Уренгой, 3 - Тунгур, 4 - Колендо. Шифр кривых: наибольшее раскрытие щелевых пор, м, А, Б, С. Д (буквы в кружках) - группы глинистых покрышек по А.А. Ханину (1969 г.)

Рис. 2. Сопоставление толщин глинистых покрышек с высотами газовых (а) и нефтяных (б) залежей для различных областей Советского Союза.

Газовые залежи. 1 - Средней Азии, 2 - Северного Кавказа, 3 - Западной Сибири, нефтяные залежи: 4 - Северного Кавказа, 5 - Западной Сибири

Рис. 3. Схема изменения аномального порового давления в глинистых покрышках в зоне АВПД:

1 - глины, песок: 2 - водонасыщенный, 3 - нефтеносный; 4- линия нормального гидростатического давления; 5 – линия аномальных поровых давлений

Рис. 4. Зависимость между толщиной глинистой покрышки Dh_п и высотой залежи нефти (а) и залежи газа (б) при Т=100 ºС.

Шифр кривых: величина ТДГ поровых вод, МПа/м. Условные обозначения см. рис. 1

Рис. 5. Выделение зоны аномально высоких поровых давлений по данным электрометрии и ультразвукового метода в отложениях олигоцена в скв. 565 Новодмитровской площади:

1 - глина; 2 - глина песчанистая; 3 - зона АВПоД; 4 - кривая нормально уплотненных глин; 5 - измеренное значение геофизического параметра; 6 - вычисленное значение аномального порового давления по данным ультразвукового метода